Laboratoire de production de biocarburants et produits biochimiques à partir d'une huile de colza par Catalytic Cracking Conversion
Summary
Cet article présente une méthode expérimentale pour produire des biocarburants et de produits biochimiques à partir de l'huile de canola mélangé avec un aliment à base de fossiles, en présence d'un catalyseur à des températures douces. Gazeux, liquides et solides à partir d'une unité de réaction sont quantifiés et caractérisés. Les rendements de conversion et de produits individuels sont calculés et déclarés.
Abstract
The work is based on a reported study which investigates the processability of canola oil (bio-feed) in the presence of bitumen-derived heavy gas oil (HGO) for production of transportation fuels through a fluid catalytic cracking (FCC) route. Cracking experiments are performed with a fully automated reaction unit at a fixed weight hourly space velocity (WHSV) of 8 hr-1, 490-530 °C, and catalyst/oil ratios of 4-12 g/g. When a feed is in contact with catalyst in the fluid-bed reactor, cracking takes place generating gaseous, liquid, and solid products. The vapor produced is condensed and collected in a liquid receiver at -15 °C. The non-condensable effluent is first directed to a vessel and is sent, after homogenization, to an on-line gas chromatograph (GC) for refinery gas analysis. The coke deposited on the catalyst is determined in situ by burning the spent catalyst in air at high temperatures. Levels of CO2 are measured quantitatively via an infrared (IR) cell, and are converted to coke yield. Liquid samples in the receivers are analyzed by GC for simulated distillation to determine the amounts in different boiling ranges, i.e., IBP-221 °C (gasoline), 221-343 °C (light cycle oil), and 343 °C+ (heavy cycle oil). Cracking of a feed containing canola oil generates water, which appears at the bottom of a liquid receiver and on its inner wall. Recovery of water on the wall is achieved through washing with methanol followed by Karl Fischer titration for water content. Basic results reported include conversion (the portion of the feed converted to gas and liquid product with a boiling point below 221 °C, coke, and water, if present) and yields of dry gas (H2-C2‘s, CO, and CO2), liquefied petroleum gas (C3-C4), gasoline, light cycle oil, heavy cycle oil, coke, and water, if present.
Introduction
Il est fort intérêt mondial dans les secteurs public et privé pour trouver des moyens efficaces et économiques pour produire des carburants de transport à partir de matières premières issues de la biomasse. Cet intérêt est entraîné par une préoccupation générale sur la contribution importante de la combustion de combustibles fossiles de pétrole au gaz à effet de serre (GES) et sa contribution associée au réchauffement climatique. Aussi, il y a une volonté politique forte en Amérique du Nord et en Europe pour remplacer le pétrole produites à l'étranger avec des combustibles liquides domestiques renouvelables. En 2008, les biocarburants fournis 1,8% des carburants de transport dans le monde 1. Dans de nombreux pays développés, il est nécessaire que les biocarburants remplacent de 6% à 10% des combustibles pétroliers dans un proche avenir 2. Au Canada, la réglementation exige une teneur en carburant renouvelable moyen de 5% dans l' essence à partir du 15 Décembre, 2010 3. La directive sur les énergies renouvelables (RED) en Europe a également mandaté un objectif d'énergie renouvelable de 10% pour l'Union européenne transsecteur portuaire d'ici 2020 4.
Le défi a été de développer et de démontrer une voie économique viable pour produire les carburants de transport fongibles à partir de biomasse. sources biologiques comprennent la biomasse à base de triglycérides tels que les huiles végétales et de graisses animales, ainsi que l'huile de cuisson des déchets et de la biomasse cellulosique tels que des copeaux de bois, les déchets forestiers et résidus agricoles. Au cours des deux dernières décennies, la recherche a mis l' accent sur l'évaluation de la transformation du pétrole dérivé de la biomasse en utilisant classique de craquage catalytique fluide (FCC) 5-12, une technologie responsable de la production plus de l'essence dans une raffinerie de pétrole. Notre nouvelle approche dans cette étude est de co-processus de l'huile de canola mélangé avec charge sables bitumineux dérivés. Normalement, le bitume doit être mis à jour avant le raffinage, la production d'alimentation des raffineries telles que le pétrole brut synthétique (SCO) -Ce traitement route est particulièrement consommatrice d'énergie, ce qui représente 68-78% de la emissi GESons de la production SCO 13 et, en 2011, ce qui constitue 2,6% des émissions totales de GES du Canada 14. Remplacement d'une partie de mise à niveau HGO avec Biofeed réduirait les émissions de GES, étant donné que la production de biocarburants implique une empreinte carbone beaucoup plus faible. L'huile de canola est choisie dans ce travail parce qu'elle est abondante au Canada et aux États-Unis. Cette charge possède une densité et une viscosité similaires à celles des AGOS tandis que les teneurs en soufre, en azote et métaux qui pourraient affecter les performances de la FCC ou la qualité du produit sont négligeables. En outre, cette option co-traitement offre des avantages technologiques et économiques importants car elle permettrait l'utilisation de l'infrastructure de raffinerie existante et, par conséquent, il faudrait peu de matériel ou de modification de la raffinerie supplémentaire. En outre, il peut y avoir une synergie potentielle qui pourrait se traduire par une amélioration de la qualité des produits en cas de co-traitement un bitume très aromatiques se nourrissent avec son homologue de la biomasse à chaîne droite. Cependant, le co-traitementimplique des défis techniques importants. Ceux – ci comprennent les caractéristiques physiques et chimiques uniques de bio-aliments: teneur élevée en oxygène, la composition paraffinique riche, compatibilité avec des charges de pétrole, le potentiel d' encrassement, etc.
Cette étude fournit un protocole détaillé pour la production de biocarburants à l'échelle du laboratoire à partir de l'huile de canola par craquage catalytique. Un système entièrement automatisé de réaction – appelé dans ce travail que l'unité de test de laboratoire (LTU) 15 – est utilisé pour ce travail figure 1 montre schématiquement comment cet appareil fonctionne.. Ce LTU est devenu la norme pour les études de laboratoire FCC de l'industrie. L'objectif de cette étude est de tester l'aptitude de la LTU pour le craquage de l'huile de canola pour produire des carburants et des produits chimiques dans le but d'atténuer les émissions de GES.
Figure 1: illustratio conceptueln du réacteur. Illustration montrant des lignes d'écoulement du catalyseur, l' alimentation, le produit et le diluant. S'il vous plaît cliquer ici pour voir une version plus grande de cette figure.
Protocol
Representative Results
Discussion
Le protocole décrit ici utilise un fonctionnement cyclique d'un réacteur unique contenant un mélange de particules de catalyseur fluidisées pour simuler l'huile d'alimentation de craquage et de régénération du catalyseur. L'huile à craquer est préchauffée et alimentée par le haut à travers un tube d'injecteur à son extrémité proche du fond du lit fluidisé. La vapeur générée après le craquage catalytique est condensé et recueilli dans un récepteur, et le produit liquide récupér…
Divulgations
The authors have nothing to disclose.
Acknowledgements
Les auteurs tiennent à remercier le laboratoire d'analyse du Centre de technologie CanmetÉNERGIE pour son appui technique et Suncor Energy Inc. pour fournir le pétrole brut synthétique. Un financement partiel pour cette étude a été fourni par Ressources naturelles Canada et le gouvernement du programme interministériel du Canada de recherche sur l'énergie et le développement (PERD) avec l'ID de projet A22.015. Yi Zhang aimerait remercier Conseil de recherches en génie (CRSNG) du Canada Visiting Fellowship de Janvier ici à 2015 à Janvier 2016 ses sciences naturelles et.
Materials
| Advanced Cracking Evaluation (ACE) Unit | Kayser Technology Inc. | ACE R+ 46 | Assembled by Zeton Inc. SN:505-46; consisting of (1) a reactor; (2) catalyst addition system; (3) feed delivery system; (4) liquid collection system; (5) gas collection system; (6) gas analyzing system; (7) catalyst regeneration system; (8) CO catalytic convertor; (9) coke analyzing system |
| Reactor (ACE) | Kayser Technology Inc. | V-105 | A 1.6 cm ID stainless steel tube having a tapered conical bottom and with a diluent (nitrogen) flowing from the bottom to fluidize the catalyst and also serve as the stripping gas at the end of the run |
| Catalyst Addition System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Six hoppers (V-120F, with respective valves) for addition of catalyst for up to 6 runs | |
| Feed Delivery System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Consisting of feed bottle (V-100), syringe (FS-115), pump (P-100), and injector (with 1.125 inch injector height, i.e., the distance from the lowest point of the conical reactor bottom to the bottom end of the feed injector) | |
| Liquid Collection System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Six liquid receivers (V-110F) immersed in a common coolant bath (Ethylene glycol/water mixture in 50:50 mass ratio) at about –15 °C in a large tank (V-145) | |
| Gas Collection System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Based on water displacement principle; consisting of gas collection vessel (V-150) with a motor-driven stirrer (MTR-100), and a weight scale (WT-100) for weighing the displaced water collected in a beaker (V100) | |
| Gas Analyzing System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Key element being Agilent micro GC (model 3000A) with four capillary columns equipped with respective thermal conductivity detectors (TCDs) | |
| Catalyst Regeneration System (ACE) | Kayser Technology Inc. | V-105 | Spent catalyst in reactor being burned in situ in air at +700 °C to ensure complete removal of carbon deposited on the catalyst |
| CO Catalytic Convertor (ACE) | Kayser Technology Inc. | A reactor (V-140) with CuO as catalyst to oxidize any CO and hydrocarbons in exhausted flue gas to CO2 (to be analyzed by IR gas analyzer) and H2O (to be absorbed by a dryer) | |
| Coke Analyzing System (ACE) | Kayser Technology Inc. | Servomex (Model 1440C) IR analyzer for measuring CO2 in exhausted flue gas | |
| R+MM Software Suite | Kayser Technology Inc. | Including iFIX 3.5 | |
| Agilent Micro GC | Agilent Technologies | 3000A | For gas analysis after cracking |
| Cerity Networked Data System | Agilent Technologies | Software for Agilent Micro GC | |
| CO2 Gas Analyser | Servomex Inc. | 1440C | SN: 01440C1C02/2900 |
| NESLAB Refrigerated Bath | Themo Electron Corporation | RTE 740 | SN: 104300061 |
| Orion Sage Syringe Pump | Themo Electron Corporation | M362 | For delivering feed oil to injector tube |
| Synthetic Crude Oil (SCO) | Suncor Energy Inc. | Identified as Suncor OSA 10-4.1 | |
| Catalyst P | Petro-Canada Refinery | Equilibrium catalyst | |
| Balance | Mettler Toledo | AB304-S | For weighing liquid product receivers |
| Balance | Mettler Toledo | XS8001S | For weighing water displaced by gas product |
| Ethylene Glycol | Fisher Scientifc Inc. | CAS 107-21-1 | Mixed with distilled water as coolant (50 v% ) |
| Drierite | W.A. Hammond Drierite Co. Ltd. | 24001 | For water absorption after CO catalytic converter |
| Copper Oxide | LECO Corporation | 501-170 | Catalyst for conversion of CO to CO2 |
| Toluene | Fisher Scientific Co. | CAS 108-88-3 | For cleaning liquid receivers |
| Acetone | Fisher Scientific Co. | CAS 67-64-1 | For cleaning liquid receivers |
| Micro GC Calibration Gas | Air Liquid Canada Inc. | SPG-25MX0015306 | Multicomponent standard gas |
| 19.8% CO2 Standard Gas | BOC Canada Ltd. | 24069890 | For calibration of IR analyzer |
| Argon Gas | Linde Canada ltd. | 24001306 | Grade 5.0 Purity |
| Helium Gas | Linde Canada ltd. | 24001333 | Grade 5.0 Purity |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-15 | Channel A |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-03 | Channel B |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-04 | Channel C |
| Gas analyzer GC Module | Inficon | GCMOD-73 | Channel D |
| HP 6890 GC | Hewlett-Packard Co. | G1530A | For simulated distillation |
| ASTM 2887 Standard Sample | PAC L.P. | 26650.150 | For quality control in simulated distillation |
| ASTM 2887 Standard Sample | PAC L.P. | 25950.200 | For calibration in simulated distillation |
| Column for GC 6890 (simulated distillation) | Agilent Technologies | CP7562 | 10m x 0.53mm x 1.2µm, HP 6890 GC column |
| Liquid Nitrogen | Air Liquid Canada Inc. | SPG-NIT1AC240LC | For use in simulated distillation |
| Nitrogen | Air Liquid Canada Inc. | Bulk (building N2) | For use in ACE unit operation |
| Isotemp Programmable Furnace | Thermo Fisher Scientifc Inc. | 10-750-126 | For calcination of catalyst |
| GC Vials, Crimp Top | Chromatograghic Specialties Inc | C223682C | 2ml, for liquid product |
| Seals, Crimp Top | Chromatograghic Specialties Inc | C221150 | 11 mm, for use with GC vials |
| 4 oz clear Boston round bottles | Fisher Scientific Co. | 02-911-784 | With PE cone lined caps, for use in feed system |
| Sieve | Endecotts Ltd. | 6140269 | Aperture 38 micron |
| Sieve | Endecotts Ltd. | 6146265 | Aperture 250 micron |
| Shaker | Endecotts Ltd. | MIN 2737-11 | Minor-Meinzer 2 Sieve Shaker for catalyst screening |
| V20 Volumetric KF Titrator | Mettler Toledo | 5131025056 | For water content analysis of the liquid product |
| Hydranal Composite 5 | Sigma-Aldrich | 34805-1L-R | Reagent for Karl Fischer titration |
| Methanol (extremely low water grade) | Fisher Scientific Co. | A413-4 | Mixed with toluene (40:60 w/w) for KF titration: also used to recover water in receiver |
| Glass Wool | Fisher Scientific Co. | 11-388 | Placed inside the top of receiver outlet arm |
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